页岩储层构造裂缝活动期次及开启性研究进展与展望

随着我国在非常规油气领域的研究不断深入和技术手段不断提高,页岩油气勘探开发工作取得了显著进展。大量生产实践结果表明:页岩储层裂缝是影响油气富集、高产和稳产的关键因素,页岩储层中裂缝的存在不仅可以改善储层的物性,还有利于后期的压裂改造。特别是储层中发育的构造裂缝,其活动期次与开启性的研究对于揭示页岩油气富集规律、保存条件等具有重要意义。早期对于页岩储层裂缝的研究集中在裂缝分类、识别与表征、裂缝发育主控因素分析与分布预测及建模等方面,而对于裂缝的形成时间与活动期次厘定、裂缝开启性的主控因素、裂缝开启与闭合机理、裂缝开启程度定量表征研究相对薄弱,制约了我国盆内页岩油气的高效勘探开发。为此本文在充分调研了国内外页岩储层构造裂缝研究成果的基础上,围绕页岩储层构造裂缝活动期次及开启性这一主题,重点梳理了页岩裂缝期次划分、充填脉体定年、开启性主控因素分析及开启程度定量表征方面的研究进展。裂缝活动期次的划分方法可分为两类:地质定性分析和裂缝充填物地球化学示踪分析。在实际应用中,上述方法只能得到裂缝活动期次相对的先后顺序,且会受到埋藏史、热史等基础地质资料精度的影响,其应用存在一定局限性。裂缝中脉体多为碳酸盐岩矿物和石英,高精度微区原位U-Pb定年技术的出现,使得厘定不同组系裂缝脉体形成的绝对年龄成为可能,避免了由于热史、埋藏史认识差异带来的流体活动时间的多解问题。影响构造裂缝开启性的主控因素较多,不仅受到岩石本身特性的影响,还受到现今地应力、地层流体压力等因素的控制。裂缝中广泛分布的纤维状充填物岩石学特征记录了晶体的生长过程,此类特殊的晶体形态是裂缝曾经存在多期活动的证据,揭示了裂缝多次开启闭合的演化过程。目前主要应用开度这一参数来表征裂缝的开启程度,或是通过计算及实验获取裂缝开启压力间接表征其开启性。在总结并分析上述研究成果后指出了页岩储层构造裂缝活动期次及开启性研究中存在的关键问题及发展趋势,旨在丰富和完善页岩油气储层研究的理论和方法体系,为我国页岩油气的构造保存条件和富集机理研究提供重要的科学依据。

裂缝性储层天然缝与水力缝开启条件及扩展规律研究

为了揭示裂缝性储层天然裂缝与水力裂缝开启条件及扩展规律,降低水窜风险,采用地应力测试、天然裂缝观察、水力裂缝扩展试验及模拟等方法,系统研究了天然裂缝与水力裂缝开启条件及扩展规律、水平应力差对水力裂缝扩展的影响及天然裂缝与水力裂缝相沟通的净压力。研究结果显示,研究区的垂向应力σ_(v)>最大水平主应力σ_(H)>最小水平主应力σ_(h),垂向应力、最大水平主应力和最小水平主应力的梯度分别为0.025,0.020和0.017 MPa/m;研究区致密砂岩中裂缝滑动的临界压力梯度在0.018~0.020 MPa/m,平均为0.019 MPa/m;当天然裂缝内临界压力梯度超过0.020 MPa/m时,无效缝均转变为有效缝。水平应力差从0增至10 MPa过程中,水力裂缝长度逐渐增加;10 MPa应力差条件下所形成水力裂缝的长度约为0及5 MPa应力差条件下水力裂缝的1.52倍。压裂试验结果显示,当水力裂缝遇到局部发育的砾石颗粒时会发生一定程度偏转,之后会继续沿着原来方向延伸。研究区目的层天然缝张开形成分支裂缝条件下的裂缝沟通净压力梯度为0.003 MPa/m,该裂缝沟通净压力在4.5~9.0 MPa。研究认为,构建裂缝性储层中水力裂缝的非稳态扩展模式时,应综合考虑水平应力差、天然裂缝发育情况、岩性特征及压裂施工条件。

低渗透砂岩储层构造裂缝预测及开启性分析

在户部寨地区区域地质特征研究基础上,运用地质成因的应力应变分析方法,利用3DMove裂缝预测技术对沙河街组沙四段的裂缝分布进行了预测,并对不同方向裂缝的开启程度进行了分析。实践证明,裂缝预测和开启性评价结果与实际钻井情况基本吻合,对该区以构造成因为主的裂缝油气藏的勘探和开发具有一定的指导意义。

华庆探区长6_3储层破裂压力及裂缝开启压力估测与开发建议

根据露头地层、钻井岩心及薄片等实物资料,结合古地磁岩心定向,对长63储层构造裂缝几何学等特征参数进行定量观测。结合储层现今应力状态数值模拟成果和岩石力学属性,对长63储层不同方向天然裂缝重新开启压力及储层破裂压力进行估算;预测储层裂缝开启压力和地层破裂压力分布,提出合理有效的注水压力范围。研究结果表明：长63储层破裂压力主要介于49.50-57.50 MPa之间,合理注水压力应控制在54.0 MPa以下,使得与现今最大水平主应力方向夹角小于40°的天然裂缝易开启,能有效地改善低渗储层渗流能力,提高石油高采收率。

利用叠后地震资料方位强度属性预测开启裂缝

裂缝储层是一种各向异性储层,在油气勘探开发中,利用地震资料进行裂缝储层的预测一直是个难题.随着地震勘探技术的提高,近几年研究人员开始尝试利用"宽方位、宽频、高密度"资料的"宽方位"特性预测裂缝或者利用常规资料的曲率、相干、蚂蚁追踪等几何属性预测裂缝,但目前实例大都局限于裂缝密度即裂缝发育带的预测,对于裂缝开启性的地震预测,几乎没有涉及.近几年Nissen及Guo Yanxia等提出利用叠后地震资料曲率属性计算方位强度的流程,认为可以预测裂缝的开启性.本文重建了上述流程,首先进行曲率计算,即计算最大正曲率、最大负曲率数据体,随后对曲率进行加权比例化,即曲率增强;然后对比例化的曲率体分方位滤波,求出不同方位的曲率子体,最后利用平面任意点到裂缝的径向距离的倒数脉冲序列与不同方位曲率子体褶积,得到不同方位的方位强度属性.在哈萨克K油田的裂缝预测中,预测结果与产能具有较高相关性,基于预测结果提出的钻井获得了较好的勘探效果.

泥页岩天然裂缝特征及其对页岩气成藏、开发的控制作用

中国及北美地区页岩气勘探开发实践表明,泥页岩中发育种类繁多的天然裂缝,对于页岩气成藏和开发有着重要的控制作用,但各类裂缝所起的作用尚存在争议。首先根据产生裂缝的应力来源和触发机制的不同,将泥页岩内的天然裂缝分为构造裂缝和非构造裂缝两大类,进一步又划分出张裂缝、剪裂缝、构造压溶缝合线、层间页理缝、成岩缝和流体超压缝6类,并总结了每类裂缝的成因及发育特征。在此基础上,结合国内外页岩气勘探开发实例,认为泥页岩内部的微裂缝对页岩气的储集空间贡献微弱,大型天然开启裂缝可能破坏封存性能,不利于成藏;裂缝密度是页岩气开发的重要控制因素,一定范围内,裂缝密度越大,页岩气产量越高,超过一定范围,产量反而下降;被方解石充填的裂缝网络有利于水力压裂,而大型开启裂缝可能导致压裂液的漏失,诱发工程事故。

裂缝性低渗透砂岩油藏合理注水压力——以鄂尔多斯盆地安塞油田王窑区为例

以鄂尔多斯盆地安塞油田王窑区长6油层为例,利用相似露头、岩心及测井资料,在评价天然裂缝发育特征的基础上,求取了不同组系裂缝开启压力及地层破裂压力,分析影响裂缝开启压力的各种因素,进而探讨如何合理确定低渗透油藏注水压力界限。安塞油田王窑区长6油层以发育高角度构造裂缝为主,其主要方位依次为NEE-SWW、近E-W、近S-N和NW-SE向,不同组系裂缝开启压力差异较大,主要受埋藏深度、裂缝产状、孔隙流体压力及现今地应力等因素影响。合理注水压力的确定要根据各井组天然裂缝发育情况。在不发育天然裂缝的井组,注水压力不应大于地层破裂压力,避免地层发生大规模破裂而形成裂缝型水窜通道;对于发育天然裂缝的井组,若裂缝开启压力小于地层破裂压力,合理注水压力界限不应大于裂缝开启压力,以防止裂缝大规模开启和延伸;若裂缝开启压力大于地层破裂压力,则要以地层破裂压力厘定合理注水压力,以防止地层发生新的大规模破裂。

超深裂缝性砂岩气层体积压裂的可行性分析

对于超深裂缝性气层由于研究及认识程度不够而难以确定合理的压裂改造工艺。为此,以塔里木盆地大北、克深气田的储层天然裂缝分布规律为基础,采用理论和室内分析以及现场实验相结合的方法进行相关研究:通过实验及地应力建模等来确定区块符合走滑应力机制;应用莫尔库伦准则分析研究天然裂缝剪切破裂机理,建立施工压力与天然裂缝孔隙压力增量之间函数关系;结合现场实例进行数值模拟,对发育不同程度的多条天然裂缝开启及扩展规律进行定量研究。结果表明:作用在天然裂缝孔隙上的压力与地面施工压力呈正相关关系,该压力增量达到临界应力值后,天然裂缝易发生剪切破坏,但无法实现全部开启;目前工况的条件下,压裂不能实现岩石本体破裂,人工裂缝只能沿着部分能够开启的天然裂缝扩展,而部分处于有利方位的天然裂缝也无法开启,天然裂缝不发育储层难以进行加砂压裂。最后,以最新研究成果优化分层压裂工艺,确定合理压裂参数,取得了较好的现场应用效果。

压裂液滤失对裂缝萌生及动态闭合过程的影响机理

水力压裂技术已成为致密油气开发的主要措施之一,然而目前业内对储层改造过程中的裂缝动态闭合规律认识还不够深入,导致裂缝形成机制的研究理论难以满足生产实际需要。为此,为增强裂缝网络复杂性和沟通更多储集空间,基于拟三轴实验,从压裂液黏度和储层基础物性的角度构建了不同滤失行为模型,提出了根据储层实际物性来调控压裂液黏度的思路,以明确滤失行为对裂缝萌生机制的影响,揭示其动态闭合规律。研究结果表明:(1)随径向应力增大岩样破裂峰值强度和轴向应变增强,即出现较明显的应变软化特征,导致储层临界破裂压力更大;(2)水力压裂过程中压裂液黏度与储层基础物性构建的滤失体系,是导致裂缝萌生机制和动态闭合规律不同的主要原因之一;(3)页岩—低黏压裂液的中滤失程度体系易开启弱层理面,出现二次破裂,缝宽曲线呈双峰型,闭合程度为38%~71%;页岩—高黏压裂液体系滤失程度较低,裂缝开启后仅略微闭合,缝宽曲线呈平台型;而砂岩—高黏压裂液体系由于滤失程度较高,裂缝开启后压裂液在其壁面快速发生滤失行为,注入压力迅速下降,难以达到二次破裂条件,缝宽曲线呈单峰型,闭合程度为47%~94%。结论认为,现场压裂过程中应考虑上覆岩层压力,并结合储层实际基础物性,调控压裂液黏度,以期形成较为复杂的裂缝网络,该认识可以为致密油气现场压裂方案的制定和油气增产提供技术指导。

低渗透油藏注水诱导裂缝及其开发意义

本文以鄂尔多斯盆地安塞油田王窑区长6低渗透砂岩油藏为例,研究了在油藏注水开发过程中形成的注水诱导裂缝特征及其形成机理,探讨了注水诱导裂缝对低渗透油藏注水开发调整的影响。注水诱导裂缝是指低渗透油藏在长期注水开发过程中由于注水压力过高形成的以水井为中心的高渗透性开启大裂缝。注水诱导裂缝主要表现为张裂缝,其规模大,延伸长,一般沿着主渗流裂缝方向或现今地应力方向延伸和扩展,并随着低渗透油藏注水开发,注水诱导裂缝不断地扩展和生长。注水诱导裂缝的渗透率高,沿诱导裂缝方向容易造成油井的快速水窜和水淹。注水诱导裂缝通常有3种形成机制,其中由于注水压力超过天然裂缝开启压力,导致天然裂缝张开、扩展和延伸,形成开启的大裂缝是研究区裂缝的主要成因机理。注水诱导裂缝形成以后,彻底改变了低渗透油藏的渗流场和压力场,影响低渗透油藏的注水开发效果,同时给低渗透油藏的中高含水期注水开发及其调整带来一系列更深层次问题,需要引起重视。

CK油田C42井区人工裂缝对注水开发效果的影响分析

CK油田属于低渗透油田,由于储层孔喉细小,物性差,渗透率低,必须进行压裂改造,使其产生具有足够有效长度和高导流能力的人工裂缝,从而形成相对高产储层。该文以C42井区为例,首先采用动态分析法评价了人工裂缝对注水开发效果的影响,在此基础上对该地区裂缝开启压力进行研究,研究结果将对此类油田的开发有一定的指导意义。

某油田含水开发期对裂缝的认识及对策研究

宝浪油田储层具有低孔低渗裂缝较发育的特征 ,在高压注水过程中 ,原已闭合的天然裂缝重新开启造成油井暴性水淹 ,严重制约了油田开发水平和采收率的提高 ,通过对裂缝开启压力、分布状况、油水井裂缝配置关系的分析研究 ,通过综合治理 ,已见到初步效果。

铜城断裂带阜二段储层应力场数值模拟及开发建议

通过裂缝形成时期古应力场数值模拟,预测铜城断裂带阜二段储层裂缝的产状;利用岩心声速实验以及微地震监测技术确定井点现今地应力方位;结合压裂资料计算井点现今地应力;通过确定岩石力学参数并建立有限元模型进行现今应力场数值模拟;借助于裂缝产状以及现今应力场数值模拟结果,预测储层中天然裂缝的开启压力和开启次序.结果表明,铜城断裂带阜二段现今水平最大主应力为北东东向;在注水过程开发中,北东东向裂缝优先开启,南东东向裂缝后开启;裂缝的开启压力随裂缝走向与水平最大主应力之间的夹角增大而增大;裂缝埋深与开启压力同样具有较好正相关性,在构造高部位（1 850 - 2 350 m）裂缝的开启压力在25 - 50 MPa 之间,在构造低部位（3300 -4000 m）裂缝的开启压力在45 -75 MPa 之间;通过计算储层的实际破裂压力,提出在不同区块采用不同的注水压力,以保证油气井的高产与稳产.

超深裂缝性厚层改造效果影响因素分析与高效改造对策

针对塔里木油田超深裂缝性厚层改造效果不理想问题,分析确定了影响储层改造效果的主要因素及其影响规律,提出了储层高效改造对策。地质力学研究结果认为影响裂缝开启的因素主要有储层天然裂缝产状、储层地应力、改造时引起的孔隙压力增量、天然裂缝走向与最大主应力方向夹角、裂缝内聚力等。高角度天然裂缝容易发生剪切破坏开启;改造时孔隙压力增量越大、最大最小主地应力差越大,天然裂缝就越易剪切破坏开启;天然裂缝走向与最大主应力方向夹角越小,天然裂缝就越易剪切破坏开启;裂缝内聚力对裂缝开启率的影响较大,降低裂缝内聚力可大幅度增加裂缝开启率,裂缝内聚力从14MPa降低到0MPa,天然裂缝开启率从11.5%增加到71.2%,裂缝开启率增加59.7%。油藏数模研究表明提高储层纵向动用程度比提高储层横向动用程度更有利于提高单井产能。现场通过暂堵和大排量泵注提高井底压力,前置酸酸化降低裂缝内聚力,利于增加天然裂缝的开启率、加入可降解暂堵材料提高储层动用程度、改善增产改造效果,实现了储层高效改造的目的。